Saint-Petersburg, St. Petersburg, Russian Federation
Saint Petersburg, St. Petersburg, Russian Federation
The active development of hydrocarbon resources of the Russian Federation Arctic zone (RFAZ) requires significant investment in the development of gas fields, including the formation of their transport and logistics infrastructure (TLI). Effective development of TLI in the RFAZ is hampered by extreme climatic conditions, the lack of year-round roads, the high cost of capital construction and freight delivery from other regions of the country and from abroad, poor coordination between modes of transport, significant environmental and climate risks, and other factors. Currently, various methodological approaches exist for planning the formation and development of the TLI in the northern regions of the Russian Federation. A methodological approach has been developed to assess the level of development of APHID gas fields based on listing in the Russian Arctic to form a strategy for its development and investment. It is argued that a relevant methodological approach should be based on the combined use of project and logistics approaches. It is argued that a current methodological approach should be based on the combined use of project-based and logistics approaches. Within the logistics approach, the key criteria for assessing the effectiveness of gas field TLI planning and development should be the reliability and efficiency of material and other flows between TLI facilities and the gas field's production, refining, and distribution facilities. The project-based approach assumes that the construction of a gas field infrastructure project is a system of various projects implemented in stages, determined based on the dynamics of natural gas and gas condensate production volumes. It is proposed to identify four stages in the formation and development of a gas field infrastructure project in the RFAZ. A list of assessed indicators has been formulated for Stage 1 – “Assessment of the technical, economic, and infrastructure potential (TEP) of the gas field”.
transport and logistics infrastructure, gas condensate fields, the Russian Federation Arctic zone, rating methodology, technical, economic and infrastructural potential
Введение
В настоящее время активно расширяется строительство газовых месторождений в Арктической зоне Российской Федерации (АЗРФ) для экономической и политической безопасности страны. В регионах АЗРФ сосредоточены колоссальные запасы природного газа, оцениваемые в 53,4 трлн м3. По располагаемым запасам и объектам добычи природного газа первое место в мире занимает Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), а по разведанным запасам жидких углеводородов (нефть и газовый конденсат) – второе место в России.
На пленарном заседании Международного арктического форума «Арктика – территория диалога» 27 марта 2025 г. Президент РФ В. В. Путин уделил внимание вопросам развития Арктической зоны и Арктического транспортного коридора и указал на необходимость модернизации логистической инфраструктуры (с применением механизмов государственно-частного партнерства) объектов топливно-энергетического комплекса, складов горюче-смазочных материалов, в том числе путем предоставления государственной поддержки инвесторам, реализующим в рамках энергосервисных контрактов и концессионных соглашений проекты по модернизации таких объектов [1].
В то же время, как отмечают российские исследователи, существует целый комплекс проблем, препятствующих сбалансированному развитию транспортно-логистической инфраструктуры (ТЛИ) в АЗРФ, к важнейшим из которых следует отнести следующие:
– изменение геополитической ситуации, т. е. переориентация поставок грузов, в том числе нефти и природного газа, угля и т. д. на Восток;
– кардинальные изменения в международной логистике и цепях поставок грузов;
– недостаточная координация реализации транспортно-логистических проектов между нефтегазодобывающими и транспортными компаниями;
– усиление влияния климатического фактора на проектирование и реализацию транспортно-логистических проектов;
– несбалансированное развитие инфраструктуры для различных видов транспорта в регионе;
– низкий уровень развития морского транспортного флота, авиационного транспорта и т. д. [2].
Кроме того, формирование и развитие ТЛИ
в АЗРФ сдерживается экстремальными климатическими условиями, отсутствием круглогодичных автомобильных дорог, высокой стоимостью капитального строительства и доставки грузов из других регионов страны и из-за рубежа, слабой координацией между видами транспорта, значительными экологическими и климатическими рисками и т. д.
Сегодня ТЛИ – это не просто дороги, склады, терминалы и т. д., а единый организм, включающий не только материальные, но и информационные, людские и финансовые потоки.
Материалы и методы исследования
В настоящее время в отечественной научной литературе предлагаются различные методические подходы к планированию формирования и развития ТЛИ северных районов РФ.
Исследователи Е. М. Дебердиева и А. Н. Шорохов предлагают методический подход по экономическому обоснованию выделения устойчивых инфраструктурных контуров корпоративной инфраструктуры газодобывающего бизнеса в АЗРФ на основе оценки транспортной связанности, технологической совместимости и энергетической обеспеченности объектов. Авторы отмечают, что существующие подходы к планированию оптимизации корпоративной инфраструктуры с целью минимизации совокупных затрат «…в основном реализуются на государственном или отраслевом уровне и не учитывают в полной мере особенностей экономики корпоративных сетей добычи, транспорта и энергетики в северных регионах.
В результате инфраструктурные решения могут приниматься фрагментарно, что приводит к дублированию капитальных затрат и снижению общей экономической эффективности освоения месторождений» [3, с. 233]. Авторы А. Е. Череповицын, П. С. Цветков и О. О. Евсеева выявили методологические проблемы оценки устойчивости арктических проектов [4].
В работах В. В. Бушуева [5], А. Ю. Воронина [6] и Л. Д. Гительмана [7], посвященных исследованиям вопросов развития энергетического сектора, для оценки экономического и технического потенциала нефтегазовых месторождений используют систему показателей, отражающих основные объективные вызовы, связанные с перспективами реализации проектов по добыче углеводородного сырья, очистки и распределения газового месторождения, а также учитывающие интересы основных стейкхолдеров. Необходимость оценки перспективных финансово-экономических итогов реализации углеводородных ресурсов предопределяет необходимость использования при оценке совокупного потенциала ТЛИ арктических месторождений так называемой «ресурсной компоненты».
На основе проведенного исследования можно сделать вывод о том, что существующие методики рейтингования либо не учитывают арктическую специфику, либо носят фрагментарный характер.
Учитывая вышеизложенное, цель настоящего исследования можно сформулировать следующим образом: разработка методического подхода к оценке уровня развития ТЛИ газовых месторождений в АЗРФ для формирования стратегии ее развития и инвестирования.
Результаты исследования
Сбалансированное формирование и развитие ТЛИ газовых месторождений АЗРФ предполагает, по нашему мнению, совместное использование проектного и логистического подходов. При этом процессный подход ориентирован на комплексный учет всех факторов управления строительством и функционированием ТЛИ как сложной экономической системы (или как межотраслевого комплекса), активно взаимодействующей с внешней средой [8, 9]. В свою очередь, проектный подход должен обеспечить эффективную реализацию инвестиционных проектов по освоению газовых месторождений в конкретных технико-экономических и инфраструктурных условиях, доставки материально-технических ресурсов, оборудования, персонала и т. д. на объекты строительства. Особенностью формирования и развития ТЛИ месторождений является наличие цикличных взаимодействий между участниками процесса реализации инвестиционного проекта, а также между объектами ТЛИ и производственно-технологическими объектами месторождений, сбалансированных с учетом экономических интересов всех стейкхолдеров (государства, инвесторов, предприятий газовой отрасли, местных органов управления, транспортными и логистическими компаниями, персонала и т. д.).
Стоимость строительства ТЛИ в регионах АЗРФ – это очень дорогостоящий процесс, требующий, по нашему мнению, формирования последовательных этапов подключения газового месторождения к ближайшему устойчивому (уже функционирующему) инфраструктурному контуру. Поэтому необходима предварительная всесторонняя оценка «готовности» уже существующих аналогичных объектов, способных взять соответствующую нагрузку на определенный период времени. Реализация на практике данного подхода требует проведения соответствующих расчетов и ранжирования ТЛИ месторождений.
На основе эмпирических исследований были сделаны выводы о необходимости разработки комплексного методического подхода поэтапного формирования ТЛИ инфраструктуры газового месторождения с использованием методики рейтингования уровня ее развития. При этом критерии рейтингования могут быть различные, например с использованием индексов климатической уязвимости, сценариев изменения криолитозоны, ESG-принципов в условиях их разнонаправленности (например, экономика или экология), уровнем рисков, недостаточного объема статистических данных, степенью покрытия связью и уровнем безопасности, устойчивости внешних инфраструктурных контуров и т. д. Например, сегодня представляются актуальными исследования, связанные с взаимоувязыванием ТЛИ месторождений полуострова Ямал и ЯНАО в целом с развитием инфраструктуры Северного морского пути (СМП).
С точки зрения логистического подхода ключевыми критериями оценки эффективности планирования и развития ТЛИ газового месторождения должны быть критерии надежности и эффективности движения материальных и других видов потоков между объектами ТЛИ и объектами добычи, очистки и распределения газового месторождения.
Применение проектного подхода предполагает, что строительство ТЛИ на газовом месторождении является системой различных проектов, реализуемых поэтапно. Этапность здесь должна определяться на основе динамики объемов добычи природного газа и газового конденсата.
Также обустройство газового месторождения в АЗРФ, учитывая уникальность природной, культурной и этнографической системы региона, должно осуществляться с учетом принципа сохранения этой уникальности, а также сохранения ее устойчивости, в том числе по критерию объема выбросов парниковых газов в атмосферу.
По нашему мнению, оценка уровня развития ТЛИ газового месторождения должна включать в себя несколько этапов. Причем именно данная поэтапная оценка должна служить базой для разработки стратегических сценариев формирования и развития ТЛИ газового месторождения. Авторское видение данного процесса представлено на рисунке.
Этапы формирования и развития ТЛИ газового месторождения в АЗРФ
Stages of formation and development of the TLI gas field in the RFAZ
Каждый из вышепредставленных подэтапов для проведения соответствующей оценки и составления итогового рейтинга содержит определенный перечень количественных и качественных показателей, приведенный в табл. 1.
Таблица 1
Table 1
Перечень показателей оценки экономического и инфраструктурного потенциала газового месторождения
List of indicators for assessing the economic and infrastructural potential of a gas field
|
Подэтап оценки |
Перечень оцениваемых показателей |
|
1.1. Технический |
– глубина залегания газоносного пласта (х1); – наличие технологий для освоения месторождений (х2); – ледовые условия (х3); – наличие развитой береговой сервисной инфраструктуры (х4); – наличие технологий для освоения месторождений (х5); – логистическая доступность (х6) |
|
1.2. Экономический |
– прогнозный объем добычи энергоресурсов, млрд м3 (x7); – наличие рынка сбыта (х8); – объем капитальных вложений, млн руб. (х9); – эксплуатационные затраты, млн руб (х10); – доход инвестора, млн руб. (х11); – индекс доходности проекта, % (х12) |
|
1.3. Инфраструктурный потенциал |
– протяженность автомобильных дорог, в том числе зимников, км (х13); – транспортная доступность месторождения (х14); – грузооборот месторождения, млн т/км (х15); – себестоимость доставки грузов и персонала на месторождение, тыс. руб (х16); – площадь складов на месторождении, тыс. м2 (х17); – пропускная способность транспортных узлов месторождения (х18); – общие логистические издержки в себестоимости продукции на 1 руб. природного – географическая близость инфраструктурных объектов (месторождения, |
|
2.1. Экономическая |
– темпы роста себестоимости добычи природного газа, % (y1); – обеспеченность запасами природного газа, % (y2); – коэффициент использования скважин (y3); – коэффициент текущей ликвидности (y4); – инвестиционная привлекательность проектов (y5) |
|
2.2. Экологическая |
– объем выбросов парниковых газов (охват 1, охват 2), т (y6); – сброс загрязняющих веществ в поверхностные водные объекты, м3 (y7); – доля отходов, направляемых на захоронение, % (y8); – площадь рекультивируемых земель, га (y9); – затраты на охрану окружающей среды, млн руб. (y10); – сохранение традиционного природопользования (y11) |
|
2.3. Социальная |
– расходы на содержание социальной инфраструктуры, млн руб. (y12); – доходы от объектов социальной инфраструктуры, млн руб. (y13); – уровень текучести кадров, % (y14); – средняя заработная плата по отношению к среднеотраслевой/региональной, – уровень воздействия на среду обитания местного населения (y16) |
|
3.1. Оценка |
– коэффициент вариации сроков доставки грузов (z1); – количество дней в году, когда объекты ТЛИ инфраструктуры функционируют – уровень соответствия транспортных средств требованиям эксплуатации – надежность автономного энергоснабжения логистических узлов (z4); – отклонение фактических затрат на строительство инфраструктуры – оценка простоев из-за критически низких температур или штормов (z6) |
Окончание табл. 1
Ending of table 1
|
Подэтап оценки |
Перечень оцениваемых показателей |
|
3.2. Уровень логистической взаимосвязанности с мегапроектами |
– пропускная способность отгрузочных терминалов, млн т в год (z8); – доля времени/рейсов, когда отгрузка возможна только при физическом присутствии атомного/дизельного ледокола, % (z9); – расстояние (в милях/км) от месторождения (точки отгрузки) до основной трассы – соответствие ритма добычи (накопления продукта в хранилищах) ритму подачи – влияние «плеча» доставки от причала месторождения до западной границы СМП – доля материально-технических ресурсов, топлива и оборудования, – доля в грузообороте СМП, % (z14) |
|
3.3. Уровень |
– доля рейсов (партий груза), доставленных точно в срок (в пределах согласованного «окна» поставки), % (z15); – коэффициент вариации времени рейса (неравномерность) (z16); – уровень складских запасов на месторождении, сут (z17); – доли грузопотока, который может быть переключен с одного вида транспорта – коэффициент бесперебойности поставки грузов на месторождение (z19); – среднее время, необходимое для возобновления штатной логистики после сбоя, |
Согласно табл. 1 предложенные показатели представляют собой разнородные факторы, часть из которых возможно оценить количественно, а часть – только качественно. С целью репрезентативности проведения операций с представленной выборкой факторов необходимо с помощью балльных оценок придать качественным параметрам количественные значения. Используя шкалу Харрингтона [10], можно осуществить методически обоснованный перевод качественных характеристик в количественные показатели. В рамках использования данной методики на примере показателей оценки инфраструктурного потенциала газового месторождения градацию выраженности изменений параметров предложено осуществлять при помощи трех оценок, что делает возможным представить показатели в рамках сокращенной шкалы Харрингтона (табл. 2).
Таблица 2
Table 2
Градация соответствия количественных и качественных показателей
на примере инфраструктурного потенциала
Gradation of compliance between quantitative and qualitative indicators
using the example of infrastructure potential
|
Показатель |
Количественное значение |
Качественная оценка |
|
х13 – плотность путей сообщения, |
От 90 км и выше (среднее по РФ) |
Высокая |
|
60–89 км |
Средняя |
|
|
59–30 км |
Низкая |
|
|
Ниже 30 км |
Практически отсутствует |
|
|
х14 – транспортная доступность |
5 баллов |
Высокая (отличная) |
|
4 балла |
Хорошая |
|
|
3 балла |
Средняя |
|
|
2 балла |
Низкая (труднодоступная) |
|
|
1 балл |
Недоступная (экстремальная) |
|
|
х15 – грузооборот железнодорожной |
10–15 пар поездов / более 10 млн т / |
Высокий |
|
5–10 пар поездов / 3–5 млн т / |
Средний |
|
|
Менее 10 пар поездов / менее 2 млн т / |
Низкий |
Окончание табл. 2
Ending of table 2
|
Показатель |
Количественное значение |
Качественная оценка |
|
х16 – себестоимость доставки грузов |
1 500–2 000 руб./т (доставка по дорогам с твердым покрытием, небольшое |
Низкая |
|
3 000–6 000 руб./т, смешанная доставка, сезонные дороги (зимники) |
Средняя |
|
|
Более 10 000 руб./т |
Высокая |
|
|
х17 – площадь складов на месторождении, тыс. м2 |
До 1 500–3 000 м2 |
Низкая площадь |
|
5 000–15 000 м2 |
Средняя площадь |
|
|
Более 30 000 м2 |
Высокий уровень |
|
|
х18 – пропускная способность |
Более 3 000–5 000 автомобилей/сут |
Высокая |
|
1 000–3 000 автомобилей/сут |
Средняя |
|
|
Менее 1 000 автомобилей/сут |
Низкая |
|
|
х19 – общие логистические издержки |
Более 40–50 % себестоимости |
Высокий уровень |
|
20–40 % |
Средний уровень |
|
|
Менее 20 % |
Низкий уровень |
Так как все параметры приведенных показателей имеют разноразмерные характеристики, то их необходимо объединить в единый показатель, например на основе методики интегрального анализа, предложенного В. Плютой, которая позволяет формализованно рассчитать соответствующий интегральный показатель на основе имеющейся совокупности признаков, характеризующихся количественной неоднородностью в силу различий в единицах измерения [11–14]. Соответственно, ТЭП газового месторождения PTEI может быть рассчитан по следующей формуле:
где T – технический потенциал; E – экономический потенциал; I – инфраструктурный потенциал; 
– показатель оценки потенциала.
Произведя определенные математические процедуры в соответствии с методикой В. Плюты получаем формулу для расчета интегрального показателя оценки ТЭП газового месторождения:
где Co – математическое расстояние между Cio и средним арифметическим значением расстояний; Cio – математическое расстояние между стандартизированными показателями и показателем – эталоном.
При этом следует отметить, что значение интегрального показателя всегда стремиться к 1, т. е. является положительной величиной.
Представленная оценка ТЭП газового месторождения является одним из важнейших этапов, который оказывает существенное влияние на приоритетность выбора проектов формирования ТЛИ в процессе освоения газовых месторождений в АЗРФ.
При этом, по нашему мнению, дальнейшее сценарное моделирование должно опираться на показатели динамики грузопотоков, например строительных грузов, оборудования, вахтового персонала, объемов вывоза (транспортировки) природного газа
и газового конденсата.
Заключение
На основе полученных результатов можно сделать следующие выводы:
– в настоящее время проблема формирования и развития ТЛИ в АЗРФ является актуальной и по сути представляет собой одну из ключевых задач по обеспечению национальной безопасности страны;
– разработка сценариев развития ТЛИ должна строиться на основе использования логистического и проектного подходов, т. е. с точки зрения обеспечения непрерывности материальных и других видов потоков в рамках реализации проектов по освоению эксплуатации газоконденсатного месторождения;
– существующие методические подходы к формированию ТЛИ месторождений учитывают различные критерии оценки уровня развития ТЛИ в северных регионах РФ, имеют разнообразные подходы к формированию показателей оценки и поэтому требуют дальнейшей систематизации с точки зрения обеспечения их комплексности;
– предложенный методический подход на основе метода рейтингования позволяет объединить различные подходы к оценке ТЛИ и разработать актуальные сценарии ее формирования и развития для газовых месторождений АЗРФ.
Также следует отметить, что необходимо дальнейшее развитие предложенного методического подхода не только относительно разработки перечня показателей оценки по каждому из предложенных этапов, но и разработки сценариев развития ТЛИ.
1. Alifirova E. V. Transarkticheskij koridor, Lavna i gazifikaciya [Transarctic Corridor, Lavna and gasification]. Available at: https://neftegaz.ru/news/transport-and-storage/884623-transarkticheskiy-koridor-lavna-i-gazifikatsiya-v-putin-dal-ryad-vazhnykh-porucheniy-po-itogam-poezd (accessed: 10.02.2026).
2. Kol' O. D. Razvitie proektov transportno-logisticheskoj infrastruktury v regionah Arkticheskoj zony Rossijskoj Federacii v novyh geopoliticheskih usloviyah [Development of transport and logistics infrastructure projects in the regions of the Arctic zone of the Russian Federation in new geopolitical conditions]. Vestnik fakul'teta upravleniya SPbGEU, 2023, iss. 15, pp. 45-57.
3. Deberdieva E. M., Shorohov A. N. Metodicheskij podhod k ekonomicheskomu obosnovaniyu vydeleniya infrastrukturnyh konturov gazodobyvayushchego biznesa v Ark-ticheskoj zone Rossijskoj Federacii [A methodological ap-proach to the economic justification of the allocation of infrastructure contours of the gas production business in the Arctic zone of the Russian Federation]. Obshchestvo: politika, ekonomika, pravo, 2025, no. 10, pp. 232-243. https://doi.org/10.24158/pep.2025.10.28.
4. Cherepovicyn A. E., Cvetkov P. S., Evseeva O. O. Kriticheskij analiz metodicheskih podhodov k ocenke ustojchivosti arkticheskih neftegazovyh proektov [Critical analysis of methodological approaches to assessing the sustainability of Arctic oil and gas projects]. Zapiski Gornogo instituta, 2021, vol. 249, pp. 463-478. DOIhttps://doi.org/10.31897/PMI.2021.3.15.
5. Bushuev V. V. Mirovaya energetika: sostoyanie, problemy, perspektivy [Global energy sector: state, problems, prospects]. Moscow, Energiya Publ., 2007. 664 p.
6. Voronin A. Gosudarstvennoe regulirovanie strukturnyh preobrazovanij v TEK v usloviyah globalizacii mirovoj ekonomiki [State regulation of structural transformations in the fuel and energy sector in the context of the globalization of the global economy]. Ekonomist, 2003, no. 10, pp. 3-17.
7. Gitel'man L. D., Ratnikov B. E. Energeticheskij biznes [Energy business]. Moscow, Delo ANH Publ., 2008. 416 p.
8. Tarasova A. N., Karlina E. P., Polyanskaya E. V. Ocenka effektivnosti razvitiya biznesprocessov na predpriyatiyah neftegazovoj otrasli [Assessment of the effectiveness of business process development at oil and gas industry enterprises]. Vestnik Astrahanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Seriya: Ekonomika, 2018, no. 2, pp. 45-50.
9. Karlina E. P., Tarasova A. N. Funkcional'no-stoimostnoj analiz kak metod povysheniya effektivnosti biznes-processov neftegazodobyvayushchih kompanij [Functional cost analysis as a method of increasing the efficiency of business processes of oil and gas producing companies]. Vestnik Astrahanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Seriya: Ekonomika, 2018, no. 4, pp. 36-44.
10. Litvak V. G. Upravlencheskie resheniya [Management decisions]. Moscow, Ekmos Publ., 1998. 248 p.
11. Plyuta V. Sravnitel'nyj mnogomernyj analiz v ekonometricheskom modelirovanii [Comparative multidimensional analysis in econometric modeling]. Moscow, Finansy i statistika Publ., 1989. 174 p.
12. Fadeev A. M., Cherepovicyn A. E., Larichkin F. D. Strategicheskoe upravlenie neftegazovym kompleksom v Arktike: monografiya [Strategic management of the oil and gas complex in the Arctic: a monograph]. Apatity, Izd-vo KNC RAN, 2019. 289 p.
13. Carikaev A. Yu. Algoritm mnogo kriterial'noj ocenki strategicheskogo potenciala promyshlennyh predpriyatij [An algorithm for multicriteria assessment of the strategic potential of industrial enterprises]. Upravlenie ekonomicheskimi sistemami, 2015, no. 5. Available at: http://www.uecs.ru/instru-mentalnii-metody-ekonomiki/item/3506-2015-05-15-14-08-15 (accessed: 23.02.2026).
14. Fadeev A. M., Larichkin F. D. Effective international cooperation in industrial supplying of the Arctic shelf projects. Edition dedicated to 20th International Scientific Conference “CO-MAT-TECH 2012” (11–12 of October 2012). Trnava (Slovakia), 2012. Pp. 76-83.
